WO2019013661A1 - Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций - Google Patents

Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций Download PDF

Info

Publication number
WO2019013661A1
WO2019013661A1 PCT/RU2017/000472 RU2017000472W WO2019013661A1 WO 2019013661 A1 WO2019013661 A1 WO 2019013661A1 RU 2017000472 W RU2017000472 W RU 2017000472W WO 2019013661 A1 WO2019013661 A1 WO 2019013661A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
water
zones
coordinates
values
corrosion
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000472
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Георгиевич КРИЦКИЙ
Николай Александрович ПРОХОРОВ
Федор Владимирович НИКОЛАЕВ
Павел Семенович СТЯЖКИН
Станислав Олегович ПИНЕЖСКИЙ
Наталья Андреевна АТАМАНОВА
Original Assignee
Акционерное Общество "Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Энергетических Технологий "Атомпроект"
Акционерное Общество "Наука И Инновации"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное Общество "Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Энергетических Технологий "Атомпроект", Акционерное Общество "Наука И Инновации" filed Critical Акционерное Общество "Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Энергетических Технологий "Атомпроект"
Priority to EA201992836A priority Critical patent/EA038887B1/ru
Priority to CN201780011535.0A priority patent/CN109496340A/zh
Priority to PCT/RU2017/000472 priority patent/WO2019013661A1/ru
Priority to BR112018067411-7A priority patent/BR112018067411B1/pt
Priority to JP2018545837A priority patent/JP2020514674A/ja
Priority to RU2018124837A priority patent/RU2705565C1/ru
Priority to JOP/2018/0066A priority patent/JOP20180066A1/ar
Priority to EP17847735.2A priority patent/EP3654350A1/en
Priority to US16/081,644 priority patent/US20210225536A1/en
Priority to UAA201808820A priority patent/UA125291C2/ru
Priority to KR1020187024834A priority patent/KR102320468B1/ko
Priority to CA3016008A priority patent/CA3016008C/en
Priority to ARP180101888A priority patent/AR113234A1/es
Publication of WO2019013661A1 publication Critical patent/WO2019013661A1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C17/00—Monitoring; Testing ; Maintaining
    • G21C17/02—Devices or arrangements for monitoring coolant or moderator
    • G21C17/022—Devices or arrangements for monitoring coolant or moderator for monitoring liquid coolants or moderators
    • G21C17/0225—Chemical surface treatment, e.g. corrosion
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F3/00—Input arrangements for transferring data to be processed into a form capable of being handled by the computer; Output arrangements for transferring data from processing unit to output unit, e.g. interface arrangements
    • G06F3/01—Input arrangements or combined input and output arrangements for interaction between user and computer
    • G06F3/048—Interaction techniques based on graphical user interfaces [GUI]
    • G06F3/0484—Interaction techniques based on graphical user interfaces [GUI] for the control of specific functions or operations, e.g. selecting or manipulating an object, an image or a displayed text element, setting a parameter value or selecting a range
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D3/00—Control of nuclear power plant
    • G21D3/001—Computer implemented control
    • G21D3/005—Thermo-hydraulic simulations
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D3/00—Control of nuclear power plant
    • G21D3/08—Regulation of any parameters in the plant
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C17/00—Monitoring; Testing ; Maintaining
    • G21C17/10—Structural combination of fuel element, control rod, reactor core, or moderator structure with sensitive instruments, e.g. for measuring radioactivity, strain
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y02E30/30—Nuclear fission reactors

Definitions

  • the invention relates to nuclear energy, namely, the reliability control equipment condensate-nutrient and steam paths technological circuits, in particular, to optimize the management of the corrosivity of the working environment and can be used in the operation of nuclear power plants (NPP) with equipment from lightly doped pearlite and chromium-nickel austenitic steels.
  • NPP nuclear power plants
  • Nuclear power plants are objects of increased technical complexity and danger. Reliability of operation of the equipment for condensate-nutrient and steam paths of technological circuits is receiving increased attention.
  • the walls of pipelines and equipment of technological circuits which are physical barriers, as well as technical and organizational measures to protect the barriers and preserve their effectiveness, are designed to ensure the reliability of operation of the nuclear power plant. (NP-001-15 General provisions for the safety of nuclear power plants https://www.seogan.ru/np-001-15).
  • safety barriers are the walls of the heat exchangers of the steam generators.
  • Corrosion products of pipelines and equipment of the second circuit enter the composition of the feed water in the steam generators and are deposited on the heat transfer surfaces of the tubes.
  • concentration of iron corrosion products in the feed water affects, during operation, the intensity of the formation of iron oxide deposits in steam generators and, accordingly, the reliability of this equipment, (see Tomarov GV, Shipkov AA “Erosion-Corrosive Removal of Iron-containing Compounds source of deposits in the steam generators of nuclear power plants with VVER "// // Thermal Power Engineering, N ° 3, 2011, pp. 55-61).
  • the development trend of the nuclear power industry is a reduction in repair time, an increase in the time between repairs, and the overall service life of power units.
  • cooling water condensers salt impurities, carbonates, bicarbonates and oxygen
  • salt impurities in the composition of corrosion inhibitor solutions hydroxide, ammonia, ethanolamine
  • air leaks through the leakiness of the equipment of low pressure cylinders oxygen and carbon dioxide.
  • cooling water suction is 0.00001 May. % of steam consumption in capacitors. In quantitative terms, these are all very small values. Therefore, when operating modern power units with dense condensers (low-pressure condenser tubing made of stainless steels or titanium alloys), the consumption of turbine condensate through the filters of the turbine condensate cleaning system can be reduced.
  • a known method of controlling the quality of water for a nuclear power plant including sampling from reactor water, measuring the pH of the reactor water at room temperature , measuring the iron concentration in the feed water, measuring the hydrogen concentration in the reactor water, maintaining the iron concentration in the feed water below 0.05 ppb (0.05 ppb) by increasing the degree of iron removal in the turbine condensate purification system, maintaining the pH of the reactor water below 6.8, determined melted at room temperature by introducing into the reactor water a material that forms acid ions with water, such as carbon dioxide, or nitrogen gas, or nitrous oxide, and maintaining the dissolved oxygen concentration in the reactor water below 20 ppb, by introducing hydrogen into the first circuit, whereby the ionic concentration of 60 Co in the primary circuit is maintained for a long time.
  • the disadvantage of this method is the use of carbon dioxide to maintain the pH of the reactor water.
  • carbon dioxide is an undesirable impurity due to its binding of alkaline agents, which are specially dosed into the circuit to increase the pH and minimize the corrosion rate.
  • alkaline agents which are specially dosed into the circuit to increase the pH and minimize the corrosion rate.
  • slightly soluble carbonates of iron, cobalt, calcium and magnesium hydroxides is possible.
  • the disadvantage of the known method of reducing corrosion of structural materials of a nuclear reactor is the ability to control the corrosion rate of only the alloy of fuel cladding (fuel elements) and stainless steel equipment in a boiling reactor and only due to the dosing of the reducing agent - hydrogen, which limits the possibilities of the method.
  • a known method of controlling the oxygen content in the technological circuit of a nuclear power plant including the formation of a system from series-connected degassing and control tanks, the pump and the process loop of the coolant, the supply of feedwater treated with an inert gas to the process loop of the coolant, while continuing to purge with an inert gas until the measured oxygen content in the degassing tank is less than 1 b. %).
  • the hydrazine solution is injected at start-up in an amount determined by calculation to control the oxygen content in the water of the process loop.
  • the consumption of hydrazine is controlled based on the results of measuring the oxygen content in the water of the process loop so that the oxygen concentration in the water of the process loop is less than 0.1 mg / kg.
  • a known method for monitoring pipeline corrosion (see application RU20091 17712, IPC G01N17 / 00, published 20.1 1.2010), which consists in collecting information on the main technical and operational parameters of pipeline systems, on the aggressive media transported through pipeline systems data on accident rate of the pipeline system and data on technical diagnostics of the pipeline system. Simulate the flow chart of the pipeline system using all the above information collected; determine the operating voltage of the pipeline of this pipeline system, using the created model of the technological scheme. Next, calculate the corrosion rate of the pipeline and determine the hydrodynamic mode of transport of products of the pipeline, using certain operational voltage of the pipeline, the profile of the route of the pipeline; confirm the estimated corrosion rate of the pipeline using laboratory methods. Piping areas are ranked according to risk rates of corrosion rate using laboratory results.
  • the known method when transferring to another object requires additional development of the model of corrosion processes and its verification for a particular case.
  • this method is limited only to monitoring corrosion and does not provide for controlling the corrosion rate or issuing recommendations for controlling the corrosion rate based on the results of the analysis.
  • In the known method is not regulated by the chemical mode of operation of the pipeline and, accordingly, there are no means to maintain it within the specified optimal limits.
  • the method is carried out by measuring the values of the electrochemical potential at the operating temperature and the specific conductivity at room temperature, the subsequent automatic averaging of the measured parameters and comparing them with the normalized values, displaying the value of the electrochemical potential and specific conductivity in the form of points on a two-parameter nomogram with the coordinates "potential of stainless steel - specific conductivity", divided into zones A, B and C, characterizing different degrees of corrosive aggressiveness of the coolant in accordance with the mode of operation.
  • actions are taken to optimize the corrosion rate: while finding the coordinates of a point: - in zone A, no action is taken; - in zone B, the regulated parameters of the coolant are carried out during a regulated time by setting up deaerators to reduce the oxygen concentration in the feed water and reduce the specific electrical conductivity in water purification systems, feed and purge, connect backup filters with fresh or regenerated resins, and work to output to regeneration, - in the zone C, the power unit is shut down.
  • the disadvantage of the prototype method is that only measuring the ECP of stainless steel in the purge water and assessing the possibility of pitting under conditions of transient conditions or the rate of crack growth is not enough to effectively control the corrosion rate of the condensate-nutrient paths of the secondary circuits of nuclear power plants with VVER and PWR.
  • the prototype method does not take into account the effect on the reliability of pipelines and condensate-nutrient tract equipment on the concentration of iron corrosion products entering the steam generators and affecting during the operation the intensity of formation of surface deposits on heat exchange tubes that are non-linearly related to heat load.
  • the objective of this technical solution is the development of such a method of controlling the corrosion rate, which would ensure an increase in the effectiveness of controlling the corrosion rate of structural materials of the condensate-nutrient tract and increasing the reliability of operating the equipment of the technological circuits of nuclear power plants and, above all, steam generators.
  • the task is solved in that the method of controlling the corrosion rate of the equipment of the technological circuits of nuclear power plants involves measuring the values of the electrochemical potential and specific conductivity of the coolant, automatically averaging the specified parameters and comparing them with normalized values, displaying the values of the electrochemical potential and specific conductivity on the mnemonic of the monitor screen as points on the two-parameter nomogram with the coordinates "electrochemical potential - electrical conductivity ", assessment of the quality of the water-chemical regime and the implementation of actions aimed at controlling the corrosion rate.
  • a new method is that they measure the values of the electrochemical potential at the operating temperature and specific conductivity of the H-cationized sample of the steam generator purge water.
  • the values of the polarization resistance are measured at the operating temperature and specific conductivity of the H-cationized feedwater sample of steam generators.
  • the values of the electrochemical potential (Eb) and the specific electrical conductivity (a? N) of H-cationized samples of the purge water of steam generators are displayed as points on a two-parameter nomogram with the coordinates of Eb-Zhn, which are divided into zones A, B, D, F characterizing different degrees of corrosion activity of steam generator blowdown water in accordance with the mode of operation.
  • Zones B, D, F for the purge water and Y, X, Z for feed water correspond to the zones levels of actions that need to be carried out when the established concentration of normalized impurities is reached in the working environment according to the STO 1.1.1.03.004.0979-2014 “Water-chemical mode of the second circuit when the power unit is atomic power plants of the NPP-2006 project in operation. Standards for the quality of the working environment and the means to ensure them, ”Concern Rosenyogatom OJSC (http://www.snti.ru/snips_rd3.htm).
  • finding the coordinates of points in zones B and Y they conduct, within a regulated time, the adjustment of the parameters of the feed water of the steam generators.
  • finding the coordinates of points in the zones D or F and X or Z - within a specified time, the search and elimination of the causes that caused the deviations of the parameters, and if they are impossible eliminate hold power unit for compensation measures.
  • the parameters of the feed water of steam generators can be adjusted by increasing the flow rate through the filters of the turbine condensate purification system, changing the flow rate of corrosion inhibitors, and changing the flow rate of the blowdown water.
  • compensatory measures may include technical inspection, repair or replacement of equipment.
  • This method of controlling the corrosion rate is based on a comprehensive assessment of the working environment by jointly analyzing the position of points with coordinates (E h , en) and (Rp, aan on both nomograms.
  • in fig. 2 shows a two-parameter nomogram with the coordinates “R P - aen f ” of feedwater for steam generators; in fig. 3 shows a two-parameter nomogram with the coordinates “R P - a? Hf” of the feed water of the steam generators with the first option of controlling the corrosion rate; in fig. 4 shows a two-parameter nomogram with coordinates
  • in fig. 5 shows a two-parameter nomogram with the coordinates “R P - eg ⁇ ” of steam generator feedwater for the second variant of controlling the corrosion rate; in fig. 6 shows a two-parameter nomogram with coordinates
  • the method of controlling the corrosion rate of equipment of technological circuits of nuclear power plants is as follows: the working medium enters automatically from standard sampling points (before the filters of the purge water cleaning system of steam generators and behind a group of high-pressure feedwater heaters) into impulse tubes to sensor cells measure E h of purge water and R p feed water.
  • the means of controlling the corrosion rate of structural materials in the event that the coordinates of points characterizing the corrosive activity of the working environment go beyond the limits of zones A and G are: changing the concentrations of inhibiting reagents by controlling the dispensing flow of the latter into the feed water; changing the flow rate of the working medium through the filters of the turbine condensate purification system in violation of the tightness of the condenser group; change in steam blowdown flow rate; change, if necessary, of the planned terms of washing, decontamination and technical examination of steam generators.
  • the parameters of the steam generators' blow-out water are adjusted by increasing its flow rate by (0.5-1.0) May. % steam performance, search and elimination of the cause of the increase in conductivity
  • the parameters of feed water for steam generators are adjusted by increasing the flow rate of the purge water through the filters of the turbine condensate purification system, changing the consumption of corrosion inhibitors, and changing the flow rate of the purge water.
  • corrosion inhibitors use a solution of hydrazine and / or ammonia solution, and / or a solution of organic amines.
  • This method of controlling the corrosion rate of the equipment of the technological contours of nuclear power plants gives the operator the opportunity to visually assess the location of points corresponding to the current state, relative to the boundaries of zones of varying degrees of corrosiveness of the feed and purge water.
  • a visual assessment contributes, in the presence of deviations and disturbances, to the determination of the shortest distance from the point to the border of the zone of low corrosivity (vector of the required impact).
  • vector of the required impact Using the projections of the vector on the axes of both nomograms (primarily aen f and enge), one can obtain the values of the minimum necessary changes in the monitored parameters to reduce the corrosivity of the working environment.
  • Indicators of feed water to a greater extent characterize the values of the concentration of iron. At elevated values of a3 Hf and lowered R p, iron removal and, accordingly, its concentration is higher. This may be due to a lack of an inhibitor (hydrazine, ammonia, an organic amine), an increase in the content of anions of strong acids and carbonates, or with an unfavorable ratio of the listed components (more often when the capacity of a power unit changes). Blowdown indicators characterize mainly salt concentrations in close proximity to heat exchange tubes.
  • FIG. 3 and FIG. 4 shows nomograms of feed and purge water during the operation of a power unit with a VVER-1200 at power.
  • the operating conditions are as follows: the consumption of condensate through the filters of the turbine condensate purification system is approximately 10 May.
  • 004.0979-2014 Water-chemical regime of the second circuit when the power unit of a nuclear power plant of the NPP-2006 project is put into operation. Quality standards for the working environment and means to ensure them”, Concern Rosenyogatom OJSC (http://www.snti.ru snips_rd3. htm). Inhibitors are ammonia (25% aqueous solution), hydrazine and ethanolamine.
  • Fig. 3 is a two-parameter nomogram with coordinates "polarization resistance - specific conductivity aen f H-cationized sample" feed water.
  • a two-parameter nomogram with the coordinates “electrochemical potential - specific conductivity of the H-cationized sample” of the purge water of steam generators for the case under consideration is shown in FIG. 4.
  • Point (2-0) with coordinates (Eb, aen) is in zone B. This is because as a result of evaporation in the salt compartments of steam generators, the concentration of chlorides reached about 128 ⁇ g / kg, sulfates - 20 ⁇ g / kg. The value of Agen is 1.78 ⁇ S / cm. Considering that the volume of cooling water coming from the environment through equipment leaks (suckers) and, accordingly, the concentration of salt impurities in the turbine condensate is insignificant, an increase in the flow rate of the working medium through the filters of the purification system is undesirable.
  • the working environment contains reagents - corrosion inhibitors, ammonia and ethanolamine, concentrations of which exceed the content of salt impurities more than a thousand times.
  • Purification filters absorb all impurities and, above all, corrosion inhibitors. As a result: the working capacity of the filters is reduced, and an additional amount of ammonia and ethanolamine must be introduced into the working environment to maintain the required quality of the water-chemical regime. Under these conditions, it is more expedient to increase the flow rate of the steam generators from 0.5 May. % of the total steam capacity of steam generators to about 1 May. %, from 30 t / h to 64 t / h.
  • the chloride concentrations of steel were 32.7 ⁇ g / kg, sulfates - 5.18 ⁇ g / kg, asHf value - 0.49 ⁇ S / cm.
  • the high concentration of chlorides in the “salt compartments” > 30 ⁇ g / kg
  • the following compensating action is additionally recommended.
  • FIG. 5 and FIG. 6 shows nomograms of feed and purge water during the operation of a power unit with a VVER-1200 at power.
  • the operating conditions are as follows: the consumption of condensate through the filters of the turbine condensate purification system is approximately 10 May.
  • FIG. 5 is a two-parameter nomogram with coordinates "polarization resistance - specific conductivity a? Hf of H-cationized sample" of feedwater.
  • Control parameters blowdown compartments salt steam generators are as follows: the concentration of chloride - 19.7 mg / kg, sulfate - 4.2 mcg / kg. The value of this is 1.15 ⁇ S / cm.
  • Carbon dioxide in the circuit can come: from the air in the suction cups of the vacuum part of the turbine; during the thermolysis of both organic amines and neutral organic impurities that are not delayed by water treatment filters. Carbon dioxide is neutralized with alkaline corrosion inhibitors, so it is not removed in deaerators. Recommended actions: increase costs through cleaning systems to the maximum available; improvement of turbine equipment sealing; improvement of water treatment systems; isolation of storage tanks for make-up water, as well as planning of advanced technical examination of equipment and pipelines of the circuit in order to find corrosive wear areas exceeding the normalized values.
  • the use of this method in practice will actually increase the efficiency of assessing the corrosivity of the coolant in the process loop of a nuclear power plant and, accordingly, increase the reliability of equipment operation stations and, above all, steam generators, due to the timely implementation of compensating measures.
  • the reliability of determining the duration of the intercontrol period is increased, which makes it possible to justify its increase and / or the volume of technical examination of various sections of the condensate-nutrient tract and steam generators while ensuring the level of reliability and safety of operation of the nuclear power plant established by the project.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Human Computer Interaction (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)
  • Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)

Abstract

Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций, в соответствии с которым измеряют значения электрохимического потенциала конструкционного материала теплообменных трубок (ТОТ) и удельной электропроводимости продувочной воды парогенераторов, измеряют значения поляризационного сопротивления конструкционного материала трубопроводов конденсатно-питательного тракта и удельной электропроводимости питательной воды парогенераторов, автоматически усредняют указанные параметры и сравнивают их с нормируемыми значениями. Значения электрохимического потенциала и удельной электропроводимости продувочной воды парогенераторов отображают в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «электрохимический потенциал -удельная электропроводимость Н-катионированной пробы» продувочной воды, разделенной на зоны А, В, D, F характеризующие разные степени коррозионной активности по отношению к материалу ТОТ продувочной воды парогенераторов в соответствии с режимом эксплуатации. Значения поляризационного сопротивления и удельной электропроводимости питательной воды парогенераторов отображают в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «поляризационное сопротивление - удельная электропроводимость Н-катионированной пробы» питательной воды, разделенной на зоны G, Y, X, Z характеризующие разные степени коррозионной активности по отношению к материалу трубопроводов контура питательной воды парогенераторов в соответствии с режимом эксплуатации. В зависимости от нахождения точки в одной из зон двухпараметрических номограмм действий не предпринимают либо проводят регулировку параметров теплоносителя, либо останавливают энергоблок.

Description

СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ СКОРОСТЬЮ КОРРОЗИИ
ОБОРУДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КОНТУРОВ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к ядерной энергетике, а именно управлению надежностью оборудования конденсатно-питательного и парового трактов технологических контуров, в частности, к оптимизации управления коррозионной агрессивностью рабочей среды и может быть использовано при эксплуатации атомных электростанций (АЭС) с оборудованием из мало легированных перлитных и хромоникелевых аустенитных сталей.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Атомные станции относятся к объектам повышенной технической сложности и опасности. Надежность эксплуатации оборудования конденсатно-питательного и парового трактов технологических контуров уделяется повышенное внимание. Стенки трубопроводов и оборудования технологических контуров, являющиеся физическими барьерами, а также технические и организационные меры по защите барьеров и сохранению их эффективности, предназначены обеспечивать надежность эксплуатации атомной станции. (НП-001-15 Общие положения обеспечения безопасности атомных станций https://www.seogan.ru/np-001-15). Во вторых контурах энергоблоков с реакторами типа ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) или PWR (реактор с водой под давлением) барьерами безопасности являются стенки теплообменных трубок парогенераторов. Теплообменные трубки парогенераторов и подогревателей вторых контуров изготовляют из хромоникелевых сталей аустенитного класса, склонных к коррозионному растрескиванию под напряжением в условиях действия растягивающих напряжений и коррозионно-активной среды, содержащей в определенном количестве активаторы (анионы сильных кислот) и кислород. Трубопроводы и паропроводы вторых контуров изготовляют из прочных перлитных и малолегированных сталей, которые подвергаются воздействию рабочей среды, в том числе и по механизму коррозионному износа. Скорость коррозионного износа элементов трубопроводов и паропроводов вторых контуров зависит от состава сталей (содержание хрома, меди, молибдена) и характеристик рабочей среды (линейная скорость потока, значения рН, концентраций примесей и ингибиторов коррозии). Продукты коррозии трубопроводов и оборудования второго контура попадают в составе питательной воды в парогенераторы и отлагаются на теплопередающих поверхностях трубок. Концентрация продуктов коррозии железа в питательной воде влияет в процессе эксплуатации на интенсивность образования отложений окислов железа в парогенераторах и, соответственно, на надежность этого оборудования, (см. Томаров Г.В., Шипков А.А. «Эрозионно-коррозионный вынос железосодержащих соединений - источник отложений в парогенераторах АЭС с ВВЭР» // Теплоэнергетика, N°3, 2011, С. 55-61). Тенденцией развития атомной энергетики является сокращение времени на ремонты, увеличение межремонтных сроков и общего срока эксплуатации энергоблоков. В этих условиях востребована необходимость обеспечения заданной надежности оборудования (см. НП-096-15 Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения. https://www.seogan.ru/np-Q96-l 5). Опыт эксплуатации вторых контуров реакторов ВВЭР показывает, что в парогенераторах происходит концентрирование примесей и продуктов коррозии, вызывающее изменение коррозионной агрессивности среды. Продукты коррозии и примеси аккумулируются, главным образом, на поверхностях с высоким тепловым потоком и в застойных гидродинамических зонах. В конденсатно-питательном тракте (КПТ) определяется основные характеристики водно-химического режима второго контура. В КПТ поступают все примеси, формирующие состав рабочей среды. Это - компоненты охлаждающей конденсаторы воды (солевые примеси, карбонаты, бикарбонаты и кислород); солевые примеси в составе растворов ингибиторов коррозии (гидразин, аммиак, этаноламин); вода подпитки, содержащая солевые примеси, кислород, углекислоту и нейтральные хлорорганические вещества; подсосы воздуха через неплотности оборудования цилиндров низкого давления (кислород и углекислота). На современных атомных станциях подсосы охлаждающей воды составляют 0,00001 мае. % от расхода пара в конденсаторы. В количественном отношение это все очень небольшие значения. Поэтому при эксплуатации современных энергоблоков с плотными конденсаторами (трубчатки конденсаторов низкого давления изготовлены из нержавеющих сталей или титановых сплавов) расход турбинного конденсата через фильтры системы очистки турбинного конденсата может быть снижен. Учитывая, что в паровую фазу солевые и железоокисные примеси переходят в ограниченных количествах, вывод примесей из рабочей среды второго контура (продукты коррозии железа и соли) происходит в парогенераторах в виде отложений на теплопередающих поверхностях и на фильтрах системы очистки продувочной воды. Из-за нелинейного воздействия теплофизических процессов, протекающих внутри парогенераторов, на примеси рабочей среды, по показателям продувочной воды возможно неблагоприятное соотношение солевых примесей в питательной воде и высокие значения удельной электропроводимости
Известен способ оценки коррозионной стойкости и, соответственно, надежности оборудования (см. РД ЭО 1.1.2.11.0571-2015 Нормы допускаемых толщин стенок элементов трубопроводов из углеродистых сталей при эрозионно-коррозионном износе. http://www.snti.ru/snips rd3.htm), в соответствии с которым осуществляют в период останова энергоблоков оценку состояния стенок оборудования. Измеряют толщину стенок и степень сплошности стенок оборудования с использованием методов ультразвукового контроля (УЗК) и электромагнитных свойств, измеряют поверхностную электрическую и магнитную проводимости. Измеренное значение толщины sCT стенки элемента трубопровода из углеродистой стали при равномерном и локальном эрозионно- коррозионном износе не должно быть меньше нормативного значения [s] по неравенству: sCT>[s].
Недостатками известного способа контроля надежности оборудования являются невозможность осуществления контроля и, соответственно, управления скоростью коррозии в межремонтный период.
Известен способ управления качеством воды для атомной электростанции (см. патент US5398269, МПК G01C 19/307, C01D 01/00, G01C 03/08, опубликован 14.03.1995), включающей отбор проб из реакторной воды, измерение рН реакторной воды при комнатной температуре, измерение концентрации железа в питательной воде, измерение концентрации водорода в реакторной воде, поддержание концентрации железа в питательной воде ниже 0,05 ppb (0,05 частей на миллиард) путем увеличения степени удаления железа в системе очистки турбинного конденсата, поддержание рН реакторной воды ниже 6,8, определенный при комнатной температуре, путем введения в реакторную воду материала, образующего с водой кислотные ионы, например, углекислого газа, или газообразного азота, или закиси азота, и поддержание концентрации растворенного кислорода в реакторной воде ниже 20 ppb, путем введения водорода в первый контур, посредством чего ионная концентрация 60Со в первом контуре сохраняется длительное время.
Недостатком известного способа является использование углекислого газа для поддержания рН реакторной воды. Во втором контуре АЭС с ВВЭР или PWR углекислота является нежелательной примесью из-за связывания ею щелочных агентов, специально дозируемых в контур для повышения рН и минимизации скорости коррозии. Кроме того, в конденсатно-питательном тракте возможно образование малорастворимых карбонатов железа, кобальта, кальция и гидроксидов магния.
Известен способ уменьшения коррозии конструкционных материалов ядерного реактора (см. патент US8295426, МПК G21C 09/00, G21C 19/307, G21D 01/00, опубликован 23.10.2012), в соответствии с которым введят в период останова ядерного реактора в реакторную воду раствор или суспензию вещества, генерирующего ток возбуждения в условиях ядерного реактора, и осаждают это вещество, например ТЮ2, Zr02, ZnO, W03, PbO, BaTi03, Bi203, SrTi03, Fe203, FeTi03, KTa03, MnTi03, Sn02, Nb205, на поверхность конструкционных материалов в количестве 10-200 мкг/см . Вводят в реакторную воду водород, вьщерживая при этом концентрацию водорода в питательной воде в пределах (0,2-1,0) ppb, тем самым контролируя электрохимический потенциал (ЭХП или Еь) реакторной воды, который поддерживают в интервале от -0,4 В до -0,1 В относительно SHE (стандартного водородного электрода).
Недостатком известного способа уменьшения коррозии конструкционных материалов ядерного реактора является возможность управлением скоростью коррозии только сплава оболочек ТВЭЛ (тепловыделяющих элементов) и оборудования из нержавеющих сталей в кипящем реакторе и только за счет дозирования восстановителя - водорода, что ограничивает возможности способа.
Известен способ управления содержанием кислорода в технологическом контуре атомной электростанции (см. заявка CN104090592, МПК C02F 01/20, G05D 1 1/00, G21C 19/307, опубликована 08.10.2014), включающий формирование системы из последовательно соединенных емкости дегазации и контроля, насоса и технологического контура теплоносителя, подачу насосом обработанной инертным газом питательный воды в технологический контур теплоносителя, при этом продувку инертным газом продолжают до тех пор, пока измеренное содержание кислорода в емкости дегазации не станет меньше 1 об. %). Раствор гидразина вводят при пуске в объеме, определяемом путем расчета, для управления содержанием кислорода в воде технологического контура. Расход гидразина регулируют на основе результатов измерения содержания кислорода в воде технологического контуре так, чтобы концентрация кислорода в воде технологического контура была меньше 0,1 мг/кг.
Недостатком известного способа является возможность его использования только на реакторах типа BWR (кипящий водный реактор), конденсатно-питательный тракт которых лишен деаэратора, что ограничивает его применение.
Известен способ мониторинга коррозии трубопровода (см. заявка RU20091 17712, МПК G01N17/00, опубликована 20.1 1.2010), заключающийся в том, что осуществляют сбор информации об основных технических и эксплуатационных параметрах трубопроводных систем, о характеристиках транспортируемых по трубопроводным системам агрессивных сред, о статистических данных по аварийности трубопроводной системы и данных по техническому диагностированию трубопроводной системы. Моделируют технологическую схему трубопроводной системы, используя всю вышеуказанную собранную информацию; определяют эксплуатационные напряжения трубопровода данной трубопроводной системы, используя созданную модель технологической схемы. Далее рассчитывают скорость коррозии трубопровода и определяют гидродинамический режим транспорта продукции трубопровода, используя определенные эксплуатационные напряжения трубопровода, профиль трассы трубопровода; подтверждают расчетную скорость коррозии трубопровода с помощью лабораторных методов. Ранжируют участки трубопровода по степеням риска скорости коррозии, используя результаты лабораторных методов. Располагают узлы контроля коррозии на коррозионно-опасных участках трубопроводов, используя определенные ранее степени риска, причем количество таких узлов коррозии зависит, как от количества таких коррозионно-опасных участков, так и от их протяженности. Выбирают средства измерения коррозии, зная вид коррозии, скорость развития коррозионных дефектов и гидродинамический режим транспорта продукции трубопровода; применяют устройства мониторинга коррозии трубопровода в зависимости от средств измерения коррозии. Формируют карту замеров скорости коррозии трубопровода и коррозионной агрессивности среды с указанием периодичности замеров, используя устройства мониторинга трубопровода и средства измерения коррозии. Измеряют параметры среды на основании карты замеров; синхронизируют измеряемые параметры среды с единой системой часов реального времени. Проводят непрерывный мониторинг коррозии трубопровода с помощью вышеуказанных технических средств измерения.
Известный способ при переносе на другой объект требует дополнительной разработки модели коррозионных процессов и верификации ее для конкретного случая. Кроме того, данный способ ограничен только мониторингом коррозии и не предусматривает управление скоростью коррозии или выдачу рекомендаций по управлению скоростью коррозии по результатам анализа. В известном способе не регламентируется химический режим эксплуатации трубопровода и, соответственно, отсутствуют средства его поддержания в заданных оптимальных пределах.
Известен способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций, в частности, с ядерным уран-графитовым реактором, совпадающий с настоящим техническим решением по наибольшему числу существенных признаков и принятый за прототип (см. патент RU2486613, МПК G21C1 1/00, опубликован 27.06.2013). Способ осуществляют путем измерения значений электрохимического потенциала при рабочей температуре и удельной электропроводимости при комнатной, последующего автоматического усреднения измеренных параметров и сравнения их с нормируемыми значениями, отображения значения электрохимического потенциала и удельной электропроводимости в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «потенциал нержавеющей стали - удельная электропроводимость», разделенной на зоны А, В и С, характеризующие разные степени коррозионной агрессивности теплоносителя в соответствии с режимом эксплуатации. После оценки качества водно-химического режима проводят действия по оптимизации скорости коррозии: при нахождении координат точки: - в зоне А никаких действий не производят; - в зоне В проводят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров теплоносителя путем настройки деаэраторов для снижения концентрации кислорода в питательной воде и снижения удельной электропроводимости в системах очистки воды, питательной и продувочной, подключают резервные фильтры со свежей или регенерированной смолами, а работавшие выводят на регенерацию, - в зоне С производят останов энергоблока.
Недостатком способа-прототипа является то, что только измерений ЭХП нержавеющей стали в продувочной воде и оценки возможности образования питтингов в условиях переходных режимов или скорости подроста трещин недостаточно для эффективного управления скоростью коррозии трубопроводов конденсатно-питательных трактов вторых контуров АЭС с ВВЭР и PWR. Способ-прототип не учитывает влияние на надежность трубопроводов и оборудования конденсатно-питательного тракта концентрации в них продуктов коррозии железа, поступающих в парогенераторы и влияющих в процессе эксплуатации на интенсивность образования поверхностных отложений на теплообменных трубках, нелинейно связанной с тепловой нагрузкой.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей настоящего технического решения является разработка такого способа управления скоростью коррозии, который бы обеспечивал повышение эффективности контроля скорости коррозии конструкционных материалов конденсатно-питательного тракта и повышение надежности эксплуатации оборудования технологических контуров атомных станций и, прежде всего, парогенераторов.
Поставленная задача решается тем, что способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций включает измерение значений электрохимического потенциала и удельной электропроводимости теплоносителя, автоматическое усреднение указанных параметров и сравнение их с нормируемыми значениями, отображение значений электрохимического потенциала и удельной электропроводимости на мнемосхеме экрана монитора в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «электрохимический потенциал - удельная электропроводимость», оценку качества водно-химического режима и проведение действий, направленных на управление скоростью коррозии. Новым в способе является то, что измеряют значения электрохимического потенциала при рабочей температуре и удельной электропроводимости Н-катионированной пробы продувочной воды парогенераторов. Одновременно измеряют значения поляризационного сопротивления при рабочей температуре и удельной электропроводимости Н- катионированной пробы питательной воды парогенераторов. Значения электрохимического потенциала (Еь) и удельной электропроводимости (а?нь) Н- катионированной пробы продувочной воды парогенераторов отображают в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «Еь - Жнь», разделенной на зоны А, В, D, F характеризующие разные степени коррозионной активности продувочной воды парогенераторов в соответствии с режимом эксплуатации. Значения поляризационного сопротивления (Rp) и удельной электропроводимости (эен Н-катионированной пробы питательной воды парогенераторов отображают в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «Rp - a?Hf», разделенной на зоны G, Y, X, Z характеризующие разные степени коррозионной активности питательной воды парогенераторов в соответствии с режимом эксплуатации. При нахождении координат точек в зонах А и G действия не производят. При нахождении координат точек в зонах А и Y - проводят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров продувочной воды парогенераторов. Зоны А и G коррозионному состоянию оборудования при параметрах качества водно-химического режима, обеспечивающих надежную и безопасную эксплуатацию технологических контуров АЭС. Зоны В, D, F для продувочной воды и Y, X, Z для питательной воды соответствуют зонам уровней действий, которые необходимо производить по достижении установленных значений концентрации нормируемых примесей в рабочей среде по СТО 1.1.1.03.004.0979-2014 «Водно-химический режим второго контура при вводе энергоблока атомной электростанции проекта АЭС-2006 в эксплуатацию. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения», ОАО «Концерн «Росэнегоатом» (http://www.snti.ru/snips_rd3.htm). При нахождении координат точек в зонах В и Y - проводят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров питательной воды парогенераторов. При нахождении координат точек в зонах D или F и X или Z - проводят, в течение регламентированного времени, поиск и устранение причин, вызвавших отклонения параметров, а при невозможности их устранения проводят останов энергоблока для проведения компенсационных мероприятий.
При нахождении координат точек в зонах А и Y регулировку параметров продувочной воды парогенераторов можно проводить путем увеличения ее расхода на (0,5-1 ,0) мае. % паровой производительности, проводения поиска и устранения причин, вызвавшей увеличение удельной электропроводимости эгНь-
При нахождении координат точек в в зонах В и Y регулировку параметров питательной воды парогенераторов можно проводить путем увеличения расхода через фильтры системы очистки турбинного конденсата, изменения расхода ингибиторов коррозии, изменения расхода продувочной воды.
В качестве ингибиторов коррозии можно вводить раствор гидразина, и/или раствор аммиака и/или раствор органических аминов.
При нахождении координат точек в зонах D или F и X или Z при останове энергоблока компенсационные мероприятия могут включать техническое обследование, ремонт или замену оборудования.
Настоящий способ управления скоростью коррозии основан на комплексной оценке рабочей среды путем совместного анализа положения точек с координатами (Eh, эень) и (Rp, аен на обеих номограммах.
Настоящий способ, в отличие от способа-прототипа, управляет скоростью коррозии второго контура АЭС с ВВЭР и PWR, использует для оценки качества водно- химического режима (ВХР) и управления скоростью коррозии интегральные электрохимические показатели: ЭХП (Еь) в продувочной воде и поляризационное сопротивление (Rp) в питательной воде. Питательная и продувочные воды парогенераторов характеризуются различными ведущими механизмами коррозии конструкционных материалов. При оценке качества ВХР и выдаче рекомендаций по управлению скоростью коррозии используют совместно номограммы «RP - a?Hf» питательной воды и «Еь - а?нь» продувочной воды.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Настоящий способ поясняется чертежами, где:
на фиг. 1 показана двухпараметрическая номограмма с координатами
«Eh - жнь» продувочной воды парогенераторов;
на фиг. 2 приведена двухпараметрическая номограмма с координатами «RP - aenf» питательной воды парогенераторов; на фиг. 3 приведена двухпараметрическая номограмма с координатами «RP - a?Hf» питательной воды парогенераторов при первом варианте управления скоростью коррозии; на фиг. 4 показана двухпараметрическая номограмма с координатами
«Еь - аень» продувочной воды парогенераторов при первом варианте управления скоростью коррозии;
на фиг. 5 приведена двухпараметрическая номограмма с координатами «RP - эг^» питательной воды парогенераторов при втором варианте управления скоростью коррозии; на фиг. 6 показана двухпараметрическая номограмма с координатами
«Ей - аеНь» продувочной воды парогенераторов при втором варианте управления скоростью коррозии.
ЛУЧШИЙ ВАРИАНТ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В пределах настоящего изобретения способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций осуществляют следующим образом: рабочая среда поступает в автоматическом режиме из штатных точек отбора (перед фильтрами системы очистки продувочной воды парогенераторов и за группой подогревателей высокого давления питательной воды) в импульсные трубки к ячейкам датчиков измерения Eh продувочной воды и Rp питательной воды. Параллельно рабочая среда поступает в охладитель и при комнатной температуре проходит ячейки датчиков системы автоматического химического контроля (АХК): питательная вода за группой подогревателей высокого давления проходит ячейки датчиков удельной электропроводимости Н-катионированной пробы, pHf и концентрации гидразина (N2H4); продувочная вода парогенераторов проходит ячейки датчиков удельной электропроводимости Н-катионированной пробы, рНь и концентрации ионов натрия ([Na]), хлорида ([С1]), и сульфата ([S04]) . Сигналы датчиков поступают на вторичные преобразователи, и далее уже в стандартизированном виде поступают в компьютер для расчетов значений перечисленных выше параметров. При этом производят: усреднение измеренных значений электрохимических потенциалов, поляризационного сопротивления и других показателей АХК (aeHf, pHf, [N2H4], ззнь, рНь, [Na], [CI], [S04]); пересчет измеренных значений потенциалов рабочих электродов в единицы стандартного водородного электрода (SHE); формирование видеокадров номограмм «Rp - удельная электропроводимость Н-катионированной пробы» питательной воды и «ЭХП - удельная электропроводимость Н-катионированной пробы» продувочной воды. Эффективную информационную поддержку оператора при оценке коррозионного состояния оборудования и принятия решений по управлению скоростью коррозии осуществляют на основе сочетания прямых измерений в наиболее ответственных потоках контура (питательная и продувочные воды) с результатами расчетов по физико-химическим моделям распределения по контуру концентраций примесей рабочей среды и выдачи рекомендаций по возможным вариантам действий в зависимости от положений на номограммах точек с координатами «RP - aeHf» питательной воды и «Еь - агнь» продувочной воды. При нахождении координат точек в зонах А и G действия не производят. При нахождении координат точек в зонах А и Y проводят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров продувочной воды парогенераторов. При нахождении координат точек в зонах В и Y производят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров питательной воды парогенераторов. При нахождении координат точек в зонах D или F и X или Z производят, в течение регламентированного времени, поиск и устранение причин, вызвавших отклонения параметров, а при невозможности их устранения проводят останов энергоблока для проведения компенсационных мероприятий.
Средствами управления скоростью коррозии конструкционных материалов в случае выхода координат точек, характеризующих коррозионную активность рабочей среды, за пределы зон А и G являются: изменение концентраций ингибирующих реагентов путем регулирования расхода дозирования последних в питательную воду; изменение расхода рабочей среды через фильтры системы очистки турбинного конденсата при нарушении герметичности конденсаторной группы; изменение расхода продувки парогенераторов; изменение по необходимости плановых сроков отмывки, дезактивации и технического освидетельствования парогенераторов.
В частности, при нахождении координат точек в зонах А и Y регулировку параметров продувочной воды парогенераторов производят путем увеличения ее расхода на (0,5-1,0) мае. % паровой производительности, поиска и устранения причины, вызвавшей увеличение удельной электропроводимости хнь-
При нахождении координат точек в зонах В и Y регулировку параметров питательной воды парогенераторов проводят путем увеличения расхода через фильтры системы очистки турбинного конденсата продувочной воды, изменения расхода ингибиторов коррозии, изменения расхода продувочной воды. В качестве ингибиторов коррозии используют раствор гидразина и/или раствор аммиака, и/или раствор органических аминов. При нахождении координат точек в зонах D или F и X или Z при останове энергоблока компенсационные мероприятия включают техническое обследование, ремонт или замену оборудования.
Настоящий способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций дает оператору возможность визуально оценить расположение точек, соответствующих текущему состоянию, относительно границ зон различной степени коррозионной агрессивности питательной и продувочной воды. Учитывая нелинейный характер границ зон (фиг. 1, фиг. 2) такая визуальная оценка способствует, при наличии отклонений и нарушений, определению кратчайшего расстояния от точки к границе зоны низкой коррозионной агрессивности (вектора необходимого воздействия). Используя проекции вектора на оси обеих номограмм (прежде всего aenf и эень), можно получить значения минимальных необходимых изменений контролируемых параметров для снижения коррозионной агрессивности рабочей среды. Организация эксплуатации пробоотбора, монтаж датчиков, преобразователей, арматуры, электрических сетей и сигнальных кабелей системы АХК производят на энергоблоках ЯЭУ по соответствующей технической документации. Прием данных на компьютер, расчет, архивация и передача информации операторам осуществляют с помощью специально разработанного программного обеспечения.
Показатели питательной воды в большей степени характеризуют значения концентрации железа. При повышенных значениях a3Hf и пониженных Rp вынос железа и, соответственно, его концентрация выше. Это может быть связано с недостатком ингибитора (гидразина, аммиака, органического амина), увеличением содержания анионов сильных кислот и карбонатов или с неблагоприятным соотношением перечисленных компонентов (чаще при изменении мощности энергоблока). Показатели продувочной характеризуют, в основном, концентрации солей в непосредственной близости к теплообменным трубкам. Чем положительнее значение Ей и больше значение аень, тем больше солевых примесей удерживается в железоокисных отложениях на теплообменных трубках и тем выше агрессивность рабочей среды в парогенераторах и выше возможность образования питтингов и последующего коррозионного растрескивания под напряжением теплообменных трубок.
Конкретные примеры, показывающие эффективность использования настоящего способа при эксплуатации АЭС с ВВЭР-1200 при реализации процедуры оценки качества водно-химического режима по настоящему способу приведены ниже.
ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ Пример 1. На фиг. 3 и фиг. 4 показаны номограммы питательной и продувочной воды при эксплуатации энергоблока с ВВЭР-1200 на мощности. Условия эксплуатации следующие: расход конденсата через фильтры системы очистки турбинного конденсата составляет примерно 10 мае. % от расхода пара через конденсаторы - 340 т/ч; проектный присос охлаждающей воды через неплотности конденсаторной группы, 10"5 мае. % от расхода пара через конденсаторы, - 0,32 кг/ч; концентрация хлоридов в охлаждающей воде - 5259 мг/дм3, сульфатов - 530 мг/дм3 и, соответственно, поступление во второй контур солевых примесей в виде анионов сильных кислот составляет по хлоридам - 1687 мг/ч, по сульфатам - 170 мг/ч; суммарная продувка парогенераторов минимальная и составляет примерно 0,5 мае. % от паропроизводительности - 30 т/ч. Ввод ингибиторов коррозии осуществляют в соответствии с требованиями СТО 1.1.1.03.004.0979-2014 «Водно-химический режим второго контура при вводе энергоблока атомной электростанции проекта АЭС-2006 в эксплуатацию. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения», ОАО «Концерн «Росэнегоатом» (http://www.snti.ru snips_rd3.htm). Ингибиторами являются аммиак (25 % водный раствор), гидразин и этаноламин. Фиг. 3 представляет собой двухпараметрическую номограмму с координатами «поляризационное сопротивление - удельная электропроводимость aenf Н-катионированной пробы» питательной воды. Точка (1-0) с координатами (Rp, аенг) располагается в зоне G и свидетельствует о высоком качестве питательной воды, в частности, концентрации анионов сильных кислот очень малы: хлориды - 1,1 1 мкг/кг, сульфаты - 0,14 мкг/кг, значение удельной электропроводимости Н-катионированной пробы, аенг=0,069 мкСм/см (значение удельной электропроводимости теоретически чистой воды равно 0,055 мкСм/см). Двухпараметрическая номограмма с координатами «электрохимический потенциал - удельная электропроводимость Н-катионированной пробы» продувочной воды парогенераторов для рассматриваемого случая приведена на фиг. 4. Точка (2-0) с координатами (Еь, аень) находится в зоне В. Это обусловлено тем, что в результате упаривания в солевых отсеках парогенераторов концентрация хлоридов достигла значения около 128 мкг/кг, сульфатов - 20 мкг/кг. Значение аень при этом составляет 1,78 мкСм/см. Учитывая, что объем охлаждающей воды, поступающей из окружающей среды через неплотности оборудования (присосы), и, соответственно, концентрации солевых примесей в турбинном конденсате незначительны, увеличение расхода рабочей среды через фильтры системы очистки нежелательно. Рабочая среда, включая конденсат, содержит реагенты - ингибиторы коррозии, аммиак и этаноламин, концентрации которых превышают содержание солевых примесей более чем в тысячу раз. Фильтры системы очистки сорбируют все примеси и, в первую очередь, ингибиторы коррозии. В результате: рабочая емкость фильтров снижается, а в рабочую среду необходимо вводить дополнительное количество аммиака и этаноламина для поддержания требуемого качества водно-химического режима. В данных условиях целесообразнее увеличить расход продувки парогенераторов с 0,5 мае. % суммарной паровой производительности парогенераторов до примерно 1 мае. %, с 30 т/ч до 64 т/ч. После увеличения расхода продувочной воды до 64 т/ч положение точек на номограммах изменилось. Точка с координатами (Rp, aeHf) заняла на номограмме фиг. 3 положение (1-1). При этом значения концентрации хлоридов стали 0,51 мкг/кг, сульфатов - 0,08 мкг/кг, значение a2Hf - 0,062 мкСм/см. Точка с координатами (Еь, аень) переместилась на номограмме фиг. 4 в зеленую зону в положение (2-1). При этом значения концентрации хлоридов стали 32,7мкг/кг, сульфатов - 5,18 мкг/кг, значение asHf - 0,49 мкСм/см. Принимая во внимание высокое значение концентрации хлоридов в «солевых отсеках» (>30 мкг/кг), дополнительно рекомендуется проведение следующего компенсирующего действия. При снижении мощности во время переходных режимов увеличить расход продувки на фильтры системы очистки продувочной воды до проектного максимума (140 т/ч) для выведения солевых примесей, переходящих в этих режимах из отложений в объем парогенераторов, для снижения возможности возникновения коррозионных дефектов в виде питтингов на теплообменных трубках.
Пример 2. На фиг. 5 и фиг. 6 показаны номограммы питательной и продувочной воды при эксплуатации энергоблока с ВВЭР-1200 на мощности. Условия эксплуатации следующие: расход конденсата через фильтры системы очистки турбинного конденсата составляет примерно 10 мае. % от расхода пара через конденсаторы - 340 т/ч; проектный присос охлаждающей воды через неплотности конденсаторной группы, 10"5 мае. % от расхода пара через конденсаторы, - 0,32 кг/ч; концентрация хлоридов в охлаждающей воде - 3143 мг/дм3, сульфатов - 363 мг/дм3 и, соответственно, поступление во второй контур солевых примесей в виде анионов сильных кислот составляет по хлоридам - 1008 мг/ч, по сульфатам - 1 17 мг/ч; суммарная продувка парогенераторов составляет примерно 1 мае. % от паропроизводительности - 64 т/ч. Ввод ингибиторов коррозии осуществляют в соответствии с требованиями СТО 1.1.1.03.004.0979-2014 «Водно-химический режим второго контура при вводе энергоблока атомной электростанции проекта АЭС-2006 в эксплуатацию. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения», ОАО «Концерн «Росэнегоатом» (http://www.snti.ru/snips_rd3.htm). Ингибиторами являются аммиак (25 % водный раствор), гидразин и этаноламин. Фиг. 5 представляет собой двухпараметрическую номограмму с координатами «поляризационное сопротивление - удельная электропроводимость a?Hf Н-катионированной пробы» питательной воды. Точка 5 с координатами (Rp, аен , характеризующая коррозионную активность питательной воды, располагается в зоне между G и Y в непосредственной близости к зоне Y. Концентрации анионов сильных кислот очень малы: хлориды - 0,31 мкг/кг, сульфаты - 0,06 мкг/кг, значение удельной электропроводимости a?Hf Н-катионированной пробы, - 0,22 мкСм/см. Двухпараметрическая номограмма с координатами «электрохимический потенциал - удельная электропроводимость агнь Н-катионированной пробы» продувочной воды парогенераторов для рассматриваемого случая приведена на номограмме фиг. 6. Точка 6 с координатами (Eh, Жнь) находится в части зоны А, примыкающей к зоне В. Контролируемые параметры продувочной воды солевых отсеков парогенераторов следующие: концентрация хлоридов - 19,7 мкг/кг, сульфатов - 4,2 мкг/кг. Значение эень при этом составляет 1,15 мкСм/см. Теоретический расчет значений удельной электропроводимости Н-катионированной пробы, учитывающий только контролируемые анионы, хлориды и сульфаты, дает следующие значения: аеда - 0,0,059 мкСм/см и зеНь - 0,28 мкСм/см. Совершенно очевидно, в рабочей среде технологического контура имеются неконтролируемые солевые примеси. Наиболее вероятно наличие в этих примесях фторидов или карбонатов различного происхождения. Углекислота в контур может поступать: из воздуха в присосах вакуумной части турбины; в ходе термолиза как органических аминов, так и нейтральных органических примесей, не задерживаемых фильтрами систем водоподготовки. Углекислоту нейтрализуют щелочными ингибиторами коррозии, поэтому она не удаляется в деаэраторах. Рекомендуемые действия: увеличение расходов через системы очистки до максимально доступных; совершенствование герметизации турбинного оборудования; совершенствование систем водоподготовки; изоляция емкостей хранения подпиточной воды, а также планирование расширенного технического освидетельствования оборудования и трубопроводов контура с целью поиска участков коррозионного износа, превышающего нормированные значения.
Таким образом, использование настоящего способа на практике позволит реально повысить оперативность оценки коррозионной агрессивности теплоносителя в технологическом контуре энергоблока атомной станции и, соответственно, обеспечить повышение надежности эксплуатации оборудования технологических контуров атомных станций и, прежде всего парогенераторов, за счет своевременного проведения компенсирующих мероприятий. Кроме того, повышается достоверность определения длительности межконтрольного периода, что позволяет обосновать его увеличение и/или объема технического освидетельствования разных участков конденсатно-питательного тракта и парогенераторов при обеспечении установленного проектом уровня надежности и безопасности эксплуатации атомной станции.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций путем использования результатов измерения значений электрохимического потенциала и удельной электропроводимости водной среды, автоматического усреднения указанных параметров и сравнения их с нормируемыми значениями, отображения значений электрохимического потенциала и удельной электропроводимости на мнемосхеме экрана монитора в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «электрохимический потенциал - удельная электропроводимость», оценки качества водно-химического режима и проведения действий, направленных на управление скоростью коррозии, отличающийся тем, что измеряют значения электрохимического потенциала и удельной электропроводимости продувочной воды парогенераторов, измеряют значения поляризационного сопротивления и удельной электропроводимости питательной воды парогенераторов, значения электрохимического потенциала и удельной электропроводимости продувочной воды парогенераторов отображают в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «электрохимический потенциал - удельная электропроводимость Н-катионированной пробы» продувочной воды, разделенной на зоны А, В, D, F характеризующие разные степени коррозионной активности продувочной воды парогенераторов в соответствии с режимом эксплуатации, значения поляризационного сопротивления и удельной электропроводимости питательной воды парогенераторов отображают в виде точек на двухпараметрической номограмме с координатами «поляризационное сопротивление - удельная электропроводимость Н- катионированной пробы» питательной воды, разделенной на зоны G, Y, X, Z характеризующие разные степени коррозионной активности питательной воды парогенераторов в соответствии с режимом эксплуатации, при нахождении координат точек в зонах А и G действия не производят, - в зонах А и Y проводят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров продувочной воды парогенераторов, - в зонах В и Y проводят, в течение регламентированного времени, регулировку параметров питательной воды парогенераторов, - в зонах D или F и X или Z проводят, в течение регламентированного времени, поиск и устранение причин, вызвавших отклонения параметров, а при невозможности их устранения проводят останов энергоблока для проведения компенсационных мероприятий.
2. Способ по n.l , отличающийся тем, что при нахождении координат точек в зонах А и Y регулировку параметров продувочной воды парогенераторов проводят путем увеличения ее расхода на (0,5-1 ,0) мае. % паровой производительности, поиск и устранение причины, вызвавшей увеличение удельной электропроводимости а?нь-
3. Способ по п.1 , отличающийся тем, что при нахождении координат точек в в зонах В и Y регулировку параметров питательной воды парогенераторов проводят путем увеличения расхода через фильтры системы очистки турбинного конденсата продувочной воды, изменения расхода ингибиторов коррозии, изменения расхода продувочной воды.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве ингибиторов коррозии используют раствор гидразина, и/или раствор аммиака и/или раствор органических аминов.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при нахождении координат точек в зонах D или F и X или Z при останове энергоблока компенсационные мероприятия включают техническое обследование, ремонт или замену оборудования.
PCT/RU2017/000472 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций WO2019013661A1 (ru)

Priority Applications (13)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201992836A EA038887B1 (ru) 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций
CN201780011535.0A CN109496340A (zh) 2017-07-11 2017-07-11 控制核电站的技术电路的设备的腐蚀速率的方法
PCT/RU2017/000472 WO2019013661A1 (ru) 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций
BR112018067411-7A BR112018067411B1 (pt) 2017-07-11 2017-07-11 Método de controle do grau de corrosão do equipamento do circuito de processamento de usinas nucleares
JP2018545837A JP2020514674A (ja) 2017-07-11 2017-07-11 原子力発電施設の再循環設備の腐食率制御方法
RU2018124837A RU2705565C1 (ru) 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций
JOP/2018/0066A JOP20180066A1 (ar) 2017-07-11 2017-07-11 طريقة التحكم في سرعة عملية تآكل معدات الدوائر التكنولوجية لمحطات الطاقة النووية
EP17847735.2A EP3654350A1 (en) 2017-07-11 2017-07-11 Method for controlling the rate of corrosion of coolant loop equipment in nuclear power plants
US16/081,644 US20210225536A1 (en) 2017-07-11 2017-07-11 Method of Corrosion Rate Control of Nuclear Power Plant Process Circuit Equipment
UAA201808820A UA125291C2 (ru) 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций
KR1020187024834A KR102320468B1 (ko) 2017-07-11 2017-07-11 원자력 발전소의 기술 회로 장비의 부식 속도 제어 방법
CA3016008A CA3016008C (en) 2017-07-11 2017-11-11 Method of corrosion rate control of nuclear power plant process circuit equipment
ARP180101888A AR113234A1 (es) 2017-07-11 2018-07-06 Método de control de la velocidad de corrosión del equipamiento de los circuitos tecnológicos de las centrales nucleares

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000472 WO2019013661A1 (ru) 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019013661A1 true WO2019013661A1 (ru) 2019-01-17

Family

ID=61527485

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000472 WO2019013661A1 (ru) 2017-07-11 2017-07-11 Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций

Country Status (13)

Country Link
US (1) US20210225536A1 (ru)
EP (1) EP3654350A1 (ru)
JP (1) JP2020514674A (ru)
KR (1) KR102320468B1 (ru)
CN (1) CN109496340A (ru)
AR (1) AR113234A1 (ru)
BR (1) BR112018067411B1 (ru)
CA (1) CA3016008C (ru)
EA (1) EA038887B1 (ru)
JO (1) JOP20180066A1 (ru)
RU (1) RU2705565C1 (ru)
UA (1) UA125291C2 (ru)
WO (1) WO2019013661A1 (ru)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114412591B (zh) * 2021-12-01 2023-06-09 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 核电汽轮机的多维度的安全性监控方法、装置、电子设备及存储介质
CN114062178B (zh) * 2021-12-17 2024-08-23 宁夏大学 矿井水对蒸发器水平换热管动态冲刷腐蚀的评价设备及使用方法

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5398269A (en) 1992-03-19 1995-03-14 Hitachi, Ltd. Water quality control method and device for nuclear power plant, and nuclear power plant
US5579354A (en) * 1993-12-20 1996-11-26 Hitachi, Ltd. Method of measuring a corrosion potential, method of simulating potential characteristics of a reaction rate, and plant monitoring system adopting them
US20020021778A1 (en) * 2000-04-24 2002-02-21 Yoshiyuki Takamori Method of operating nuclear power plant, nuclear power plant, and method of controlling water chemistry of nuclear power plant
RU2009117712A (ru) 2009-05-12 2010-11-20 Закрытое акционерное общество "КОРМАКО" (RU) Способ мониторинга коррозии трубопровода и устройство для его осуществления
US8295426B1 (en) 2003-06-13 2012-10-23 Kabushiki Kaisha Toshiba Method of reducing corrosion of nuclear reactor structural material
RU2486613C1 (ru) 2012-02-14 2013-06-27 Открытое акционерное общество "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях" (ОАО "Концерн Росэнергоатом") Способ управления скоростью коррозии контура теплоносителя ядерного уран-графитового реактора
CN104090592A (zh) 2014-06-27 2014-10-08 中广核工程有限公司 核电站冷却剂回路中氧含量的控制方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0718831B2 (ja) * 1987-07-17 1995-03-06 財団法人電力中央研究所 液体循環プラントにおける循環液の管理方法、特に加圧水型原子炉における一次冷却水の管理方法および装置
DE4126468C2 (de) * 1991-08-09 1996-04-04 Vladimir Ivanovic Pasevic Verfahren zur Behandlung des Primärkühlmittels eines Druckwasserreaktors
JPH06293982A (ja) * 1993-04-06 1994-10-21 Hitachi Ltd 沸騰水型原子炉とその構造材の腐食防止方法
US6024805A (en) * 1997-11-12 2000-02-15 General Electric Company Metal hydride addition for reducing corrosion potential of structural steel
JP2008190933A (ja) * 2007-02-02 2008-08-21 Japan Atom Power Co Ltd:The Ｐｗｒ型原子力発電所における二次冷却材中のイオン不純物濃度評価方法及びこの評価方法を用いたｐｗｒ型原子力発電所の二次冷却系統の運転システム
SE533530C2 (sv) * 2009-04-16 2010-10-19 Eliminering av skalning, utfällning och allmän kopparkorrosion i slutna kylvattensystem
DE102012203010A1 (de) * 2012-02-28 2013-08-29 Areva Gmbh Verfahren zur Reinigung und Konditionierung des Wasser-Dampfkreislaufes eines Kraftwerkes, insbesondere eines Kernkraftwerkes

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5398269A (en) 1992-03-19 1995-03-14 Hitachi, Ltd. Water quality control method and device for nuclear power plant, and nuclear power plant
US5579354A (en) * 1993-12-20 1996-11-26 Hitachi, Ltd. Method of measuring a corrosion potential, method of simulating potential characteristics of a reaction rate, and plant monitoring system adopting them
US20020021778A1 (en) * 2000-04-24 2002-02-21 Yoshiyuki Takamori Method of operating nuclear power plant, nuclear power plant, and method of controlling water chemistry of nuclear power plant
US8295426B1 (en) 2003-06-13 2012-10-23 Kabushiki Kaisha Toshiba Method of reducing corrosion of nuclear reactor structural material
RU2009117712A (ru) 2009-05-12 2010-11-20 Закрытое акционерное общество "КОРМАКО" (RU) Способ мониторинга коррозии трубопровода и устройство для его осуществления
RU2486613C1 (ru) 2012-02-14 2013-06-27 Открытое акционерное общество "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях" (ОАО "Концерн Росэнергоатом") Способ управления скоростью коррозии контура теплоносителя ядерного уран-графитового реактора
CN104090592A (zh) 2014-06-27 2014-10-08 中广核工程有限公司 核电站冷却剂回路中氧含量的控制方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
G.V. TOMAROV; A.A. SHIPKOV: "Erosion-Corrosion Outflow of Iron-Containing Compounds: Source of Deposits in Steam Generators of NPPs with VVER Type Reactors", HEAT POWER ENGINEERING, vol. 3, 2011, pages 55 - 61

Also Published As

Publication number Publication date
BR112018067411B1 (pt) 2023-11-28
KR102320468B1 (ko) 2021-11-03
KR20200019821A (ko) 2020-02-25
BR112018067411A2 (pt) 2020-01-21
RU2705565C1 (ru) 2019-11-08
EP3654350A1 (en) 2020-05-20
CN109496340A (zh) 2019-03-19
JOP20180066A1 (ar) 2019-01-11
UA125291C2 (ru) 2022-02-16
EA038887B1 (ru) 2021-11-02
CA3016008A1 (en) 2019-05-11
JP2020514674A (ja) 2020-05-21
CA3016008C (en) 2023-06-13
EA201992836A1 (ru) 2020-06-17
AR113234A1 (es) 2020-02-19
US20210225536A1 (en) 2021-07-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Dooley et al. Flow-accelerated corrosion in steam generating plants
Rodríguez Corrosion control of nuclear steam generators under normal operation and plant-outage conditions: a review
Trevin Flow accelerated corrosion (FAC) in nuclear power plant components
RU2705565C1 (ru) Способ управления скоростью коррозии оборудования технологических контуров атомных станций
JP4876011B2 (ja) プラント運転方法
Gipon et al. Flow-accelerated corrosion in nuclear power plants
Drexler Steam-water cycle chemistry relevant to nuclear steam generators
Saji Degradation of aged plants by corrosion:“Long cell action” in unresolved corrosion issues
Chung A review of CANDU feeder wall thinning
Lindfors Hydrazine substitutes for use as oxygen scavengers in the secondary circuits of pressurized water reactors
Amiri et al. Understanding Stress Corrosion Cracking (SCC), Affecting Variables and Prevention Strategies in Nuclear Power Plants—A Review
Lister Flow-accelerated corrosion in power plants: The influence of corrosion-product oxides
RU2486613C1 (ru) Способ управления скоростью коррозии контура теплоносителя ядерного уран-графитового реактора
Trunov et al. WWER steam generators tubing performance and aging management
Koistila Flow accelerated corrosion in nuclear power plant secondary circuit
Freeman et al. Review of a Refinery Boiler Tube Failure
JP2005308398A5 (ru)
Tapping et al. Assessing long-term performance of CANDU out-of core materials
Doma Review of the Primary and Secondary Water Chemistry Operation of Paks Nuclear Power Plant From the Point of View of Lifetime Extension
John et al. Methods to Define Failure Probability for Power Plant Heat Exchangers
Trunov et al. Optimization of the tube-bundle arrangement in horizontal steam generators
JP2022038449A (ja) 予測モデル構築装置および予測装置
JP2005308398A (ja) 発電所等における水質管理システム及び水質管理方法
Schunk et al. Chemical aspects of lifetime extension at Paks Nuclear Power Plant
Kane et al. Plant applications of online corrosion monitoring: CO2 capture amine plant case study

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20187024834

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018545837

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3016008

Country of ref document: CA

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17847735

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: 112018067411

Country of ref document: BR

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 112018067411

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20180831

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017847735

Country of ref document: EP

Effective date: 20200211